山東5.1起執行電力交易新規！新能源和配建儲能作為整體參與市場（附解讀）

5月8日，國家能源局山東監管辦公室印發《山東電力市場規則（試行）》（2026年4月修訂版）。

本次修訂聚焦市場規則銜接適配、新型主體入市標準、交易運行機制優化、費用分攤結算調整、市場風險防控等關鍵環節，針對性對獨立儲能及虛擬電廠市場參與、偏差費用分攤、輔助服務結算、市場力監管等重點內容開展系統性調整優化。

根據文件，進一步明確了新能源和配建儲能作為整體參與市場的方式。

▍市場成員

新型經營主體含儲能企業、虛擬電廠、分布式電源、電動汽車充電設施、智能微電網等。

經營主體以交易單元為單位參與市場注冊、交易組織、交易結算、信息披露等環節：

新能源場站（含配建儲能）原則上以項目為交易單元參與市場交易。

獨立新型儲能以場站為交易單元參與，分布式儲能以項目為交易單元參與市場交易。

虛擬電廠（含負荷聚合商）可聚合各類資源（含分布式電源、儲能、電動汽車充電設施、電力用戶等），形成聚合單元，以聚合單元為交易單元參與市場交易。其中，虛擬電廠（含負荷聚合商）分布式發電類聚合單元參與綠電交易，

分布式電源以項目為交易單元參與市場交易。

新型儲能充放電功率和持續充放電時間應符合參與相應市場的技術條件：原則上，獨立新型儲能充放電功率暫定為不低于5MW，分布式儲能充放電功率暫定為不低于1MW。其中，參與電能量市場的獨立儲能持續充放時間不低于2小時，參與調頻等輔助服務市場的儲能持續充放時間不低于15分鐘。

虛擬電廠（含負荷聚合商）聚合單元類型分為分布式發電類聚合單元、儲能類聚合單元、負荷類聚合單元。

儲能類聚合單元，單個聚合單元資源總容量不低于1MW。可聚合范圍包括：公共電網連接點在 10（6）千伏以下或裝機容量10MW以下的分布式儲能。其中，參與電能量市場的單個聚合單元持續充放電時間不低于2小時，參與調頻等輔助服務市場的單個聚合單元持續充放時間不低于15分鐘。

全電量負荷類聚合單元，聚合可調節電力用戶（含用戶側儲能）全部電量；

調節量負荷類聚合單元聚合可調節電力用戶（含用戶側儲能）調節電量，調節量負荷類聚合單元可調節能力暫定為不低于1MW、連續調節時間不低于1小時。調節量負荷類聚合單元可選擇以削峰或填谷方式參與現貨市場出清。

▍價格機制

除執行政府定價的電量外，中長期市場的成交價格應當由經營主體通過市場形成，第三方不得干預。

中長期合同電價可簽訂固定價格，也可簽訂隨市場供需、發電成本變化的靈活價格機制。

對直接參與市場交易的經營主體，不人為規定分時電價水平和時段；對電網代理購電用戶，由省價格主管部門根據現貨市場價格水平，統籌優化峰谷時段劃分和價格浮動比例。

發電側主體價格由電能量價格（含相應市場運行費用）、市場化容量補償價格、煤電容量電費、輔助服務費用等構成。其中，經聚合參與批發市場的分布式電源、分布式儲能等電能量價格執行其簽訂的聚合服務合同價格。

現階段，獨立新型儲能電站、抽水蓄能電站、虛擬電廠儲能類聚合單元的用電側以所在物理節點的節點電價作為現貨市場結算價格，其他用戶側主體暫以統一結算點現貨電價作為現貨市場結算價格。

▍市場化容量補償機制

發電側主體市場化容量補償費用按照月度市場化可用容量占比進行分配。

發電側主體市場化容量補償費用=全網發電側市場化容量補償費用×發電側主體月度市場化可用容量/全網發電側月度市場化可用容量

其中：全網發電側市場化容量補償費用=市場化容量補償電價 ×（省內發電側市場化電量-新能源機制電量）

全網發電側月度市場化可用容量=Σ當月發電側主體日市場化可用容量/當月總天數

新型經營主體市場化可用容量方面：獨立新型儲能電站日市場化可用容量=儲能電站核定放電功率 × K × H / 24，K為儲能電站日可用系數，H為儲能電站日可用等效小時數。

日可用系數K=電站當日運行及備用狀態下的小時數（計劃檢修、臨故修時間不計入）/24

日可用等效小時數H為電站核定放電功率下的最大連續放電小時數。

此外，報量報價參與現貨市場的分布式電源日可用容量參照新能源場站執行；報量報價參與現貨市場的分布式儲能日可用容量參照獨立新型儲能執行；報量報價參與現貨市場的虛擬電廠發電類和儲能類聚合資源，按照資源類型計算可用容量及市場化容量補償費用。

▍中長期市場

中長期交易包括數年、年度、月度、月內等不同交割周期的電能量交易，交易方式包括集中交易和雙邊協商交易。交易分時電量、電價應通過約定或競爭形成。

中長期交易合同簽訂時需明確中長期結算參考點，交易雙方可自主選擇實時市場或日前市場任一節點或統一結算點作為中長期結算參考點。

現階段，集中競價交易、滾動撮合交易和掛牌交易等集中交易的中長期結算參考點暫選為實時市場用戶側統一結算點。

參與現貨市場交易的經營主體中長期合同簽約比例、履約比例須滿足國家能源安全保供要求。

▍現貨市場

新能源場站（含配建儲能）以報量報價方式參與現貨市場。

新型經營主體原則上以交易單元為單位報量報價參與現貨市場。過渡階段，可自愿選擇參與日前市場經濟出清。

符合條件的新型經營主體（含獨立新型儲能電站、抽水蓄能、虛擬電廠等）可選擇同時參與電能量市場和輔助服務市場，或按日僅參與電能量市場或輔助服務市場。

新型儲能電站包括獨立新型儲能電站和分布式儲能。其中，分布式儲能可獨立或以聚合方式參與現貨市場。

虛擬電廠（含負荷聚合商）以聚合單元為單位報量報價參與現貨市場。虛擬電廠調節量負荷類聚合單元未申報的，默認不參與現貨市場。

分布式新能源（含配建儲能）以獨立或聚合方式報量報價參與現貨市場，或作為價格接受者參與現貨市場。

▍輔助服務市場

輔助服務市場暫只開展調頻（二次調頻）輔助服務、爬坡輔助服務的集中交易。適時開展備用等輔助服務市場交易。

調頻輔助服務市場采用基于調頻里程的單一制價格機制，按效果付費，調頻費用根據出清價格、調頻里程、性能系數三者乘積計算。

調頻里程價格上下限分為12元/MW、0.1元/MW。

新型經營主體按自愿原則參與調頻輔助服務市場。

調頻輔助服務市場和現貨市場聯合出清。技術支持系統不具備條件時，調頻輔助服務市場與現貨市場暫獨立出清。

獨立新型儲能、虛擬電廠儲能類聚合單元等儲能類資源同時參與電能量市場和調頻輔助服務市場時，需在日前可靠性機組組合及發電計劃申報的可調功率和荷電范圍基礎上預留功率和荷電量（SOC）。

▍計量結算

電力市場結算原則上以自然月為周期開展，按日開展清分、按月開展結算。

資源聚合類新型經營主體及分散資源按照聚合服務合同明確的電能量價格單獨結算。

發電側主體以交易單元所在物理節點的節點電價作為現貨市場結算價格。現階段，獨立新型儲能電站、抽水蓄能電站、虛擬電廠儲能類聚合單元的用電側以所在物理節點的節點電價作為現貨市場結算價格，其他用戶側主體暫以統一結算點現貨電價作為現貨市場結算價格。

獨立新型儲能運行成本補償費用納入范圍。因電網安全運行需要指定運行日結束時刻的荷電狀態期望值或調用獨立新型儲能，且按調度指令執行的電站，若調用期間實時市場充放電收益為負時，則給予運行成本補償。

具體內容及解讀見下：

關于印發《山東電力市場規則(試行)》(2026年4月修訂版)的通知

魯監能市場規〔2026〕27號

國網山東省電力公司，華能山東發電有限公司、華電集團山東分公司、國家能源集團山東公司、大唐山東發電公司、國家電投山東分公司、華潤電力山東公司、山東核電有限公司，山東電力交易中心，各有關經營主體：

為貫徹落實國家關于完善全國統一電力市場體系工作部署，健全統一開放、競爭有序、安全高效、治理完善的電力市場體系，保障山東電力市場平穩有序發展，依據全國統一電力市場基礎規則，山東能源監管辦會同省發展改革委、省能源局，總結分析近期山東電力市場運行情況，組織市場運營機構、電網企業及相關經營主體對《關于印發〈山東電力市場規則(試行)〉的通知??》(魯監能市場規〔2025〕57號)進行修訂完善，現將修訂后《山東電力市場規則(試行)》(2026年4月修訂版)(以下簡稱《規則》)印發給你們，并就有關事項通知如下，請遵照執行。

一、請市場運營機構嚴格遵循全國統一電力市場基礎規則體系，規范開展信息披露、交易組織、交易執行、交易結算、調度運行等工作，加快技術支持系統改造，并按照《規則》要求，按規定程序制定發布相關執行細則。其中，日內市場按需啟動、調頻輔助服務市場出清機制、新型經營主體可自主選擇參與市場方式、局部市場力監管等涉及技術支持系統改造的條款，待技術支持系統功能完善后執行，原則上不晚于2026年7月1日。

二、請市場運營機構持續強化市場運營監測和風險防控，持續開展市場運行情況評估，進一步完善電力市場監測系統功能建設，運用大數據、人工智能等技術手段，針對異常交易行為開展定制化日報、月報功能開發，提升異常交易行為識別預警能力，發現問題和風險及時報告。

三、請電網企業做好計量抄表等工作，按時提供計量數據，確保交易結算質量，及時足額進行電費結算。按照國家和山東有關規定規范開展代理購電業務。

四、請市場運營機構加強《規則》宣貫培訓，引導經營主體增強合規意識，自覺維護市場秩序。各電力市場經營主體、電力用戶要深入學習《規則》，做好風險研判，提升風險防控能力，依法依規、誠信自律參與電力市場交易，自覺杜絕違規交易行為，主動維護統一開放、競爭有序的市場秩序，推動電力市場健康平穩、高質量運行。

本《規則》自印發之日起施行，原相關市場參數、文件通知等與本《規則》不一致的，以本《規則》為準。執行過程中遇有重大問題、異常情況，應及時向山東能源監管辦、省發展改革委、省能源局報告，并提出針對性工作建議。

附件：《山東電力市場規則（試行）》（2026年4月修訂版）.pdf

聯系電話：0531-67800757、67807898

電子郵箱：scjgc@cnea.gov.cn

國家能源局山東監管辦公室

山東省發展和改革委員會

山東省能源局

2026年4月30日

《山東電力市場規則(試行)》(2026年4月修訂版)政策解讀

為貫徹落實國家關于完善全國統一電力市場體系工作部署，依據全國統一電力市場基礎規則體系，進一步規范山東電力市場建設與運營秩序，保障電力市場平穩有序，山東能源監管辦會同省發展改革委、省能源局聯合印發《山東電力市場規則(試行)》(以下簡稱“2026年4月修訂版規則”)。

問題一：修訂背景和總體考慮是什么?

為嚴格落實全國統一電力市場“1+6”基礎規則體系建設要求，保障新能源全量入市工作平穩落地實施，山東能源監管辦聯合省發展改革委、省能源局于2025年12月印發《山東電力市場規則(試行)》(魯監能市場規〔2025〕57號)。圍繞新能源上網電量全量參與市場新形勢，系統性開展市場規則適應性調整，完善電力現貨市場運行框架，優化日前市場組織模式，健全日內交易運行機制，規范調頻輔助服務市場管理，調整機組運行成本補償政策，同步建立發用兩側雙邊報量報價交易模式，推出多項創新型市場機制，探索構建適應高比例新能源參與的電力市場運行體系。

為及時防范化解市場運行各類潛在風險，保障市場運行秩序穩定，按照“邊運行、邊監測、邊完善”的工作原則，自2026年1月1日實施首日起，山東能源監管辦會同省發展改革委、省能源局，組織市場運營機構、有關經營主體組建電力市場運行分析專家組，建立周度分析、月度總結常態化工作機制，動態跟蹤規則落地執行情況，集中分析運行過程中的問題，聚焦核心機制優化、堵點問題破解，形成問題完善方案后廣泛聽取市場各參與方的意見建議，同步開展市場規則修訂工作。經多輪集中研討論證、充分吸納市場運行實踐經驗，并向社會公開征求意見，在充分吸收各方合理意見基礎上，修訂形成《山東省電力市場規則(試行)》(2026年4月修訂版)。

問題二：本次修訂的重點內容有哪些，如何銜接全國統一電力市場規則體系要求?

本次規則修訂堅持問題導向，緊扣全國統一電力市場建設要求，結合山東新能源全面入市、新型經營主體規模化參與市場的實際運行情況，聚焦市場規則銜接適配、新型主體入市標準、交易運行機制優化、費用分攤結算調整、市場風險防控等關鍵環節，針對性對獨立儲能及虛擬電廠市場參與、偏差費用分攤、輔助服務結算、市場力監管等重點內容開展系統性調整優化。

在銜接全國統一電力市場規則體系方面，本次修訂嚴格落實全國統一電力市場“1+6”基礎規則體系要求，重點對現有規則相關條款的表述措辭、內容界定及合規口徑進行統一規范，優化完善了市場成員管理、中長期交易運營、市場風險防控、電力市場技術支持系統、相關經營主體法律責任等章節內容，確保山東電力市場規則與國家頂層改革制度口徑一致、合規統一，全面銜接國家統一電力市場建設部署。

問題三：本次修訂如何為儲能及虛擬電廠等新質生產力發展提供市場制度保障?

立足加快構建新型電力系統和新型能源體系，聚力培育電力領域新質生產力，適配新型儲能、虛擬電廠業態模式新、技術類型多、運行特性差異化的發展實際，分類明確各類新型經營主體參與不同交易品種的技術標準和參與方式，適應相關產業規模化、規范化、市場化高質量發展需求。

一是分類明確新型經營主體參與不同交易品種的技術標準。統籌新型經營主體技術條件和市場運行實操性，其中，參與電能量市場的新型儲能連續充放電時長不低于2小時，參與輔助服務市場的新型儲能連續充放電時長不低于15分鐘。

二是進一步明確新能源和配建儲能作為整體參與市場的方式。聚焦實際運行中的堵點，進一步強調新能源場站及其配建儲能、火電機組及其配套設備(熔鹽儲能及電鍋爐等)全流程作為“一個整體”參與市場申報、出清、調度和運行。同時，兼顧市場管理規范性與主體運營靈活性，明確附屬調節設施可靈活選擇掛接機組。

三是優化儲能多交易品種協同參與機制。針對儲能同步參與電能量和調頻輔助服務市場SOC控制銜接困難等實際運行問題，支持儲能可靈活自主選擇參與市場方式。儲能運營企業可根據自身運營能力，既可以選擇同時參與電能量市場和輔助服務市場，也可選擇按日僅參與電能量市場或輔助服務市場，提升靈活性調節資源參與市場的靈活性。

四是健全虛擬電廠全流程市場參與機制。從節點掛接、資源變更、費用疏導三個關鍵環節優化完善，簡化資源變更流程，提升資源配置靈活性，明確虛擬電廠負荷側削峰調節考核時的運行管理要求和費用分攤方式，保障虛擬電廠規范有效調節。

問題四：本次修訂對市場費用分攤機制有哪些完善?

按照“誰受益、誰承擔”原則，結合電力市場建設進展，完善電力市場費用傳導機制。一是進一步完善運行成本補償費用計算公式。立足日前市場經濟出清環節為經營主體自主決策形成的合同，對應盈虧收益或虧損風險應由主體自行承擔，運行成本補償費用計算公式中不再考慮日前市場電能量電費，進一步厘清成本補償權責邊界。二是調整優發超出優購曲線匹配偏差費用分攤方式。將優發超出優購曲線匹配偏差費用由所有發電企業和新型經營主體、全體工商業用戶分攤，調整為由未參與電能量市場的上網電量和全體工商業用戶按照當月結算電量比例分攤。

問題五：本次修訂在市場力監管方面有哪些優化?

針對山東局部地區存在阻塞、部分經營主體可能利用市場力操縱節點市場價格的實際情況，本次修訂重點優化了區域市場力監管的觸發條件和監管標準，進一步強化局部市場力監管的針對性和有效性，切實維護電力市場公平競爭秩序，保障各類市場主體的合法權益。

問題六：本次修訂如何推動日內市場更貼近實際運行需求?

為有序銜接日內市場定時開市和按需開市的運行模式，提升日內市場出清的準確性和可靠性，本次修訂將新能源場站功率預測、全網用電負荷預測和母線負荷預測的上報頻率，由每日2次調整為逐小時上報，為日內市場出清提供更及時、精準的數據支撐，推動日內市場運行更貼合電力系統實際運行需求。

問題七：下一步將重點從哪些方面持續完善優化電力市場規則與運行體系?

山東能源監管辦將聯合省發展改革委、省能源局，指導市場運營機構扎實推進規則的宣傳解讀與落地執行工作，督促其規范交易組織流程、優化業務辦理環節、健全技術支持系統功能，積極融入全國統一電力市場。同時，組織市場運營機構持續強化市場運營監測與風險防控，常態化開展市場運行情況評估，持續優化市場運行機制，強化電力市場監管、規范電力市場秩序，切實保障各類交易主體合法權益，為全省能源綠色低碳轉型和經濟社會高質量發展提供有力支撐。

來源：國家能源局山東監管辦公室

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